Перспективы нефтегазоносности исследуемого района, учитывая известную нефтегазоносность Прикаспийской впадины и близость к газоконденсатному Астраханскому месторождению, не вызывает сомнения

Перспективы нефтегазоносности исследуемого района, учитывая известную нефтегазоносность Прикаспийской впадины и близость к газоконденсатному Астраханскому месторождению, не вызывает сомнения.

Практически почти по всей площади исследования при бурении на воду в скважинах встречаются газонассыщенные воды. В колодцах встречаются пленки нефти.

На сопредельных с территорией исследований площадях нефтегазовые залежи и нефтепрявления встречены практически по всему вскрытому скважинами разрезу до четвертичных включительно.

Признаки нефтеносности выявлены также в меловых отложениях. По данным ГИС разрез обладает хорошими коллекторами и покрышками.

Все это значительно повысило практический интерес к исследуемой территории.

Южно-Междуреченский НГР занимает центральную часть Южно-Прикаспийской НГО. Продуктивными являются триасовые, юрские и меловые отложения в присводовых частях соляных куполов, на межкупольных поднятиях и соляных перешейках, а также под карнизами соляных куполов.

По особенностям строения нефтяные залежи Южно-Междуреченского НГР мало отличаются от их аналогов в рассмотренных ранее солянокупольных районах Прикаспийской впадины, а среди других районов Южно-Прикаспийской НГО месторождения выделяются, в основном, присутствием в разрезе мощной неогеновой покрышки (400-600 м), сохраняющей мезозойские залежи от разрушения.

Глубина залегания продуктивных горизонтов составляет 0,2-1,1 км, пластовое давление - 2,0-11,8 МПа, пластовая температура - 30-44^оС.

Рассмотренные материалы свидетельствуют о весьма разнообразных геологических условиях накопления УВ в недрах Западного Казахстана. Все это отражается на составе и свойствах нефтей и конденсатов. Если учесть, что УВ разных провинций и областей отличались по своему происхождению, а после формирования залежей претерпели значительную геохимическую эволюцию, то становится вполне понятно наблюдаемое ныне различие в составе нефтей в пределах не только разных районов, но и даже одного месторождения. Данные явления значительно затрудняют поиски закономерностей формирования и размещения месторождений и отдельных залежей нефти и газа, которые можно познать лишь при комплексном анализе геологических и геохимических данных.

отражается на составе и свойствах нефтей и конденсатов. Если учесть, что УВ разных провинций и областей отличались по своему происхождению, а после формирования залежей претерпели При нефтегеологическом районировании надсолевого комплекса практически невозможно придерживаться общепринятым принципам геологического районирования нефтегазоносных территорий. Эта трудность обусловлена, как указывалось ранее, влиянием соляной тектоники на развитие бассейна в мезозойско-кайнозойский период.

По особенностям строения и нефтегазоносности в Восточно-Прикаспийской НГО выделяются: Енбекско - Жаркамысский и Шубаркукудук-Жаксымайский НГР. Большинство из выявленных на востоке Прикаспийской впадины месторождений располагаются в Енбекско- Жаркамысском НГР, где продуктивность разреза установлена в широком стратиграфическом диапазоне:

от нижнего карбона до нижнего мела. Здесь выделяются два этажа нефтегазоносности (подсолевой и надсолевой), между которыми на отдельных участках существует гидродинамическая связь.

Наиболее типичным примером надсолевых месторождений данного нефтегазоносного района можно считать Каратобинское месторождение. На нем выявлены тектонически-экранированные залежи в отложениях верхней перми, триаса, юры и мела. Мезозойские горизонты находятся на глубине от 240 до 1000 м. Характерно, что помимо залежей на крыльях структуры установлена продуктивность в грабеновой части соляного купола. Наличие залежей в одновозрастных отложениях на крыльях и в грабене структуры свидетельствует о перетоках УВ между указанными структурными элементами купола. Более изолированы на Каратобе верхнепермские залежи нефти на глубинах свыше 1000м, которые экранируются по восстанию пластов соляным массивом. Кроме того, на данном месторождении разведана подкарнизная верхнепермская залежь, наилучшим образом сохраняющая УВ от разрушения.

Северо-западнее от Каратобе находится месторождение Акжар. Залежи приурочены к скрытопрорванному соляному куполу, имеющему трехкрылое строение по надсолевым отложениям. В пределах структуры установлена продуктивность среднеюрских (горизонты Ю-1, Ю-11), барремских (Б-1 - Б-V) и аптских отложений нижнего мела. В северной части НГР залежи нефти также выявлены в подсолевых и надсолевых отложениях. Здесь в надсолевом комплексе пород разведаны месторождения Кенкияк, Кумсай, Мортук, Кокжиде.

Наиболее крупным по запасам нефти является месторождение Кенкияк, где в надсолевом комплексе выявлено девять нефтяных горизонтов: один барремский, один готеривский, три среднеюрских, один нижнеюрский, два нижнетриасовых и один верхнепермский. Пять продуктивных горизонтов выявлено в нижнепермских подсолевых отложениях.

Надсолевые залежи Енбекско - Жаркамысского НГР по особенностям геологических условий нахождения в недрах, происхождению и физико-химическим параметрам УВ аналогичны между собой.

В Шубаркудук-Жаксымайском НГР установлена промышленная нефтеносность только надсолевого комплекса. На отдельных соляных куполах выявлены небольшие по запасам залежи нефти в триасе и юре. Залегают они на небольших глубинах (до 600 м) и являются, в основном, тектонически экранированными и литологически ограниченными. Нефть в значительной мере подвержена гипергенным изменениям.

Подсолевые отложения в Шубаркудук-Жаксымайском НГР находятся на глубинах свыше 5 км и имеют преимущественно терригенный состав. Несмотря на большую глубину залегания подсолевых отложений, здесь выявлены довольно плотные нефти. Причина данного явления из-за скудного фактического материала пока не установлена. Логичнее всего предположить, что эти пробы отобраны из приконтурных частей залежей, где всегда происходит осмоление и утяжеление нефтей.

Южно-Прикаспийская НГО занимает. Южную прибортовую часть впадины. Здесь расположена основная часть месторождений региона. Залежи нефти и газа приурочены практически ко всем частям осадочного чехла (от девона до неогена). В надсолевом комплексе выделяются триасовый, юрский и нижнемеловой терригенные, верхнемеловой карбонатный и неогеновый терригенный нефтегазоносные комплексы.

В пределах Южно-Прикаспийской НГО выделяются семь НГР:

Прорвинский, Южно-Эмбинский, Нсановско-Тасымский, • Приморский, Центрально-Эмбинский, Сагизский и Южно-Междуреченский.

Южно-Эмбинский НГР располагается на юго-востоке Южно-Прикаспийской НГО и охватывает бортовое погребенное палеозойское Южно-Эмбинское поднятие и прилегающую солянокупольную часть впадины. Залежи нефти выявлены в подсолевых (нижний карбон нижняя пермь). И надсолевых (триас, юра и мел) отложении.

Надсолевому комплексу свойственна значительная толщина мезозойских отложений. И умеренная степень дислоцированности слоев, что обусловлено развитием здесь глубокопогруженных соляных куполов краевой части солеродного бассейна. Вследствие этого, известны как пластовые, тектонически-экранированные залежи, так и пластовые залежи полного контура. Лишь в северной части района развиты, скрыто прорванные соляные купола, на которых преобладают тектонически-экранированные залежи. Глубина их залегания, как правило, небольшая, а степень изолированности - невысокая.

На юге района (месторождение Кисимбай). Глубина залегания продуктивных надсолевых горизонтов составляет 1,5-1,7 км, пластовое давление - 19,8 МПа, пластовая температура - 60°С. В северной части (месторождение Кулсары) нефтяные горизонты находятся на глубинах 0,2-1,3 км, пластовое давление в них колеблется от 2 до 15 МПа, пластовая температура - от 51 до 53°С.

Нысановско-Тасымский НГР располагается юго-западнее Южно-Эмбинского, занимая погруженную западную периклиналь Южно-Эмбинского поднятия (по подсолевому комплексу) и часть Южно-Эмбинской мезозойской моноклинали. Основная продуктивность связана с юрским терригенным комплексом. Небольшие залежи нефти и газоконденсата установлены в подсолевых отложениях карбона, перми, а также нефтяные залежи в верхнем триасе надсолевого комплекса.

Для района характерно широкое развитие разломной тектоники, которая определяет особенности строении как подсолевого, так и надсолевого комплексов. Здесь установлена довольно разветвленная сеть разломов, проникающих из подсолевого комплекса в мезозойские отложения. К разломам приурочены небольшие полуантиклинали, служащие ловушками для УВ. Лишь в северной части Нсановского НГР отмечаются проявления солянокупольной тектоники, контролируемой блоковой тектоникой подсолевого комплекса. Все это создает благоприятные условия для перетоков УВ из палеозойских отложений в мезозойские. В то же время наличие в мезозойском комплексе газовых шапок и газоконденсатных залежей свидетельствует о достаточно высоких экранирующих свойствах данных разломов.

Другой характерной особенностью данного НГР является большая глубина залегания продуктивных мезозойских отложений. На Нсановском (Зап. Елемес). В месторождении юрские горизонты находятся на глубине 2,7, на Тасыме - 3 км. Пластовое. давление на этих глубинах составляет 34 МПа, пластовая температура – 103⁰С. Эти аномальные показатели характерны для юрского комплекса юга Прикаспийской впадины.

Приморский НГР занимает северо-восточное побережье Каспийского моря и является самым крупным по разведанным запасам нефти. Здесь продуктивны девонские и каменноугольные карбонатные отложения, терригенные породы триаса, юры и мела, карбонатный комплекс верхнего мела. Нефти надсолевого комплекса-тяжелые,высокосмолистые и сернистые, с невысоким содержанием растворенного газа, находятся на глубине 0,2-1,2 км, пластовое давление в залежах - 5,5-9,8 МПа, пластовая температура - 32-48"С.

Прорвинский НГР выделяется южнее Приморского, по условиям залегания надсолевых залежей есть много общего с условиями, в которых они находятся в Южно-Эмбинском и Приморском НГР. В южной части территории располагаются глубокопогруженные солянокупольные структуры. Для них свойственны надсводовые залежи полного контура, содержащие нефть с газовыми шапками или газ. Залежи находятся на глубине 2000-3200 м, где пластовое давление равно 33-34 МПа, а пластовая температура -97°С.

В северном направлении от месторождения Прорва нарастает интенсивность солянокупольной тектоники, продуктивные горизонты приближаются к дневной поверхности, и становятся менее изолированными. Залежи тектонический-экранированы основными сбросами грабенов. Чем интенсивнее солянокупольная тектоника и выше разломы, тем более высокое стратиграфическое положение занимают продуктивные горизонты. Если на Прорве нефтегазоносны только триасовые и юрские отложения, то в районе Каратона основные залежи сосредоточены в меловых породах, причем продуктивными являются даже карбонаты верхнего мела. Тяжелые, высокосмолистые и сернистые нефти с невысоким содержанием растворенного газа находятся на глубине 0,2-1,2 км, пластовое давление в залежах - 5,5-9,8 МПа, пластовая температура - 32-48"С.

Залежи нефти Центрально-Эмбинского района сильно разрушены. Они содержат тяжелую нефть. В прошлом здесь существовало значительно больше нефтяных залежей, о чем свидетельствуют продукты их разрушения - киры, большое количество которых обнаружено на многих куполах.

Сагизский НГР охватывает, основные промысловые площади. Нефтяной Эмбы. Здесь продуктивны мезозойские отложения (триас, юра, мел). Подсолевой комплекс лежит на глубинах свыше 6 км. В пределах данного нефтегазоносного района выделяются две самостоятельные нефтеносные зоны нефтенакопления:

Дараймолинская и Бакланская (ЗНГН).

Все выявленные залежи нефти в Сагизском нефтегазоносном районе приурочены к солянокупольным структурам со сложной историей геологического развития. Одним из важнейших ее фрагментов была структурная перестройка на рубеже триаса и юры, что вызвало переформирование ранее образованных нефтяных залежей. В последующие геологические эпохи вновь сформированные залежи подвергались разрушению вследствие неглубокого залегания и сильной тектонической активности присводовых участков большинства куполов. Предполагается, что одновременно с процессами разрушения могли образовываться новые залежи за счет переформирования мезозойских залежей и подтока новых порций УВ из подсолевого комплекса. Такие подтоки могли попадать и в старые залежи, что облагораживало частично измененные нефти. Соляные купола Сагизского района характеризуются средней степенью прорванности, что обусловило сохранение на их сводах основных нефтесодержащих толщ. Кроме присводовых участков, нефть залегает на далеких перифериях куполов и под соляными карнизами. В последнем случае она лучше сохраняется.

Глубина залегания продуктивных горизонтов на месторождениях Сагизского НГР изменяется от 0,1 до 1,4 км, при этом их основная масса находится на глубине до'1 км. Пластовая температура не превышает 4УС, пластовое давление составляет 9-10 МПа.

По особенностям строения нефтяные залежи Южно-Междуреченского НГР мало отличаются от их аналогов в рассмотренных ранее солянокупольных районах Прикаспийской впадины, а среди других районов Южно-Прикаспийской НГО месторождения выделяются, в основном, присутствием в разрезе мощной неогеновой покрышки (400-600 м), сохраняющей мезозойские залежи от разрушения.

Глубина залегания продуктивных горизонтов составляет 0,2-1,1 км, пластовое давление - 2,0-11,8 МПа, пластовая температура - 30-44^оС.

Рассмотренные материалы свидетельствуют о весьма разнообразных геологических условиях накопления УВ в недрах Западного Казахстана. Все это значительную геохимическую эволюцию, то становится вполне понятно наблюдаемое ныне различие в составе нефтей в пределах не только разных районов, но и даже одного месторождения. Данные явления значительно затрудняют поиски закономерностей формирования и размещения месторождений и отдельных залежей нефти и газа, которые можно познать лишь при комплексном анализе геологических и геохимических данных.

Проводимые нами работы по выявлению гидрогеологических закономерностей и особенностей востока Русской платформы прес­ледуют цель выяснения роли подземных вод в распределении нефте­газовых скоплений. На процессы накопления и преобразования органических соединений большое влияние оказывают подземные воды, в значительной степени своей динамикой. Она является важ­нейшим показателем режима подземных вод. Поэтому мы придаем очень большое значение выяснению движения вод как отдельных районов, так и всей Волго-Уральской области. Если в предыдущих главах подробно рассматривалось движение вод в отдельных райо­нах Волго-Уральской области, то ниже оно рассматривается в ос­новном по области в целом.

Для расчета приведенных давлений пластовых вод отдельных районов Волго-Уральской области выше применялась в основном широко используемая формула А. И. Силина-Бекчурина. Вычисления же по этой формуле для крупной области, а в ряде случаев и для отдельных районов страдают неточностью, так как условие о пря­молинейном изменении плотности воды с глубиной, необходимое при расчетах по данной формуле, не выдерживается. Поэтому мы разработали специальную методику вычисления" приведенных дав­лений пластовых вод для крупных регионов (Г. П. Якобсон, Ю. М.Ка­чалов» 1963)¹. С ее помощью, например, выясняется закономерность увеличения плотности воды с глубиной залегания водоносного

¹ Составление методики было закончено после написания почти всех глав данной книги. Однако авторы считают целесообразным на основе'проведенных по этой методике расчетов охарактеризовать в целом динамику вод наиболее про­дуктивных комплексов Волго-Уральской области.

горизонта. Установление и выражение этой гидрохимической за-' кономерности в виде математической зависимости вообще является для многих регионов одной из основных задач при расчете приведен­ных давлений. Кроме того, по предложенной методике вычисление приведенных давлений пластовых вод проводится в абсолютных отметках, что способствует лучшему представлению пространствен-•ного положения напоров в бассейне и их сопоставлению с пределами распространения минерализованных и пресных вод.

Для суждения о движении подземных вод в осадочном чехле Вол­го-Уральской области следует проанализировать прежде всего характер динамики вод в отдельных водоносных комплексах. Пред­ставляет большой интерес ее рассмотрение по наиболее распростра­ненным, выдержанным и нефтеносным средне-верхнедевонскому и нижнекаменноугольному комплексам. Так как эти комплексы раз-виты почти повсеместно, отличаются хорошей водопроводимостью, и большая часть остальных водоносных комплексов востока Русской платформы структурно им соответствует, то можно считать, что их динамика вполне отражает основные черты динамики вод подавляю­щей части всего палеозойского разреза. Средне-верхнедевонский водоносный комплекс включает верхнеживетские и пашийские отложения, состоящие в основном из терригенных пород со значи­тельным количеством песчаников. Его подстилает региональный водоупорный комплекс, состоящий из отложений бийского и кальцео-лового горизонтов, кровлей (покрышкой) служит региональный водо­упорный комплекс из глинистых погзод кыновского горизонта.

Пьезометры вод комплекса изменяются по площади его распро­странения от отметок близких к +400 м до -J-IOO м и менее (рис. 85, табл. 46). Высокие отметки часто приурочены к структурно-припод­нятым участкам земной коры — западным склонам Урала (где они достигают максимальных величин), Тиману, Коми-Пермяцкому, Татарскому сводам и другим-структурам. В районах Верхнекамской, Мелекесской и других впадин и прогибов пьезометры имеют меньшие значения, чем в районах, примыкающих к ним положительных структур.

Общее снижение пьезометров вод комплекса в основном идет со стороны Коми-Пермяцкого свода и северной вершины Токмов-ского и Воронежского сводов в юго-восточном направлении, в сторону Верхнекамской впадины, Бирской седловины, Абдуллинской и Бузулукской впадин и далее к главной дренирующей зоне востока Русской платформы — Прикаспийской впадине (рис. 84). Можно сказать, что одной из основных особенностей напоров вод данного комплекса в юго-восточных районах является закономерное их снижение к прибортовым районам Прикаспийской впадины.

Несмотря на сравнительно небольшое количество данных по напорам вод востока Русской платформы, здесь отмечаются в пьезо­метрической поверхности отдельные четкие понижения и повышения.

Зона более интенсивного дренирования, выраженная соот­ветствующим изменением напоров, прослеживается от центральных районов Татарских сводовых-поднятий в направлении южных обла­стей Бирской седловины. Возможно, это обусловлено повышенной в этих районах трещиноватостью пород, вследствие чего здесь на­блюдается более активное проявление динамики вод комплекса. На участках, обрамляющих с запада центральную и южную вершины Татарского свода (районы Чистополя, Муслюмова и др.), также, очевидно, происходит более усиленный водообмен, чем в областях, приуроченных к центральным и юго-восточным районам южной вершины Татарского свода. Юго-западнее этого свода напоры снижа­ются, что, очевидно, характеризует обширную по площади депрес­сию, зарождающуюся южнее Казанской седловины и прослеживаю­щуюся в Мелекесской и даже Бузулукскон впадинах. Несравненно более мощная депрессионная зона, судя по напорам, выделяется на южных склонах Токмовского свода и в южной половине Рязано-Саратовской впадины. Она, очевидно, в значительной мере обуслов­лена системой разломов, секущих Токмовский свод с северо-востока на юго-запад.

В напорах вод комплекса отмечаются также многочисленные повышения, которые часто приурочены к валообразным структурам третьего порядка. Среди них можно назвать, например, повышения в районах Краснокамс ко-Под аз неясного и Лобановского валов, более резкое в районе Куедино-Гожанского вала, в районах Чекма-гушского, Кондринского и Серафимо-Балтаевского валов; весьма заметный максимум наблюдается на участках юго-восточного окон­чания Туймазинского вала и на Шкаповском валу (рис. 84). К числу значительных повышений пьезометрической поверхности ВолгО-Уральской области также относятся районы Большекинельской структуры и структур в районе Сосновки, Пилюгина — Садки, Му-ханова. Кикина и других.

В пределах территории междуречья Урал — Волга, приуроченной к Се-веро-Касшшскому артезианскому бассейну, выделяются два водоносных комп­лекса, разделенных регионально водоупорной соленосной толщей купгура: п од солевой л надсолевой. Границы бассейна по подсолевому комплексу более широкие и выходят за пределы Прикаспийской впадины.

Гидрогеология междуречья, как и Прикаспийской впадины и делом, изу­чена крайне слабо. Некоторые вопросы гидрохимии освещены в работе Г. Е. -А. Айзеншгадта и др. (1967).

В настоящей монографпн на основе анализа фактического материала, на­копленного за последние годы, дается общая характеристика вод основных пефтегазосодержащнх толщ: палеозоя, триаса, юры, нижнего мела и верхнего плиоцена.

Сведения о водоносности палеозойских пород западной части Прнкасшш в пределах Казахстана имеются лишь по северному борту впадины (Карп опекая площадь). Изучение химического состава пластовых вод каменноугольных отложений (скн. Г-2, Г-fi) показывает, что воды подсодепого палеозоя представлены россоламн хлоркальцпевого типа (по В. Л. Сулпну) с минерализацией примерно 226 г/л. Содержание йода с глу­биной увеличивается от 0,1 до 25,3 л/л. Количество брома колеблется в пре­делах 402—532 мг/л, а в отдельных пробах достигает 746 .кс/л. Величина ко­эффициента метаморфпзации вод rA^va/rCt изменяется от 0,65 до 0,96. Сток подзем­ных вод папраплен к центру впадины, где благодаря наличию регионально развитой водоупорной соленоспой толщ», ограничивающей их разгрузку, имеет­ся застойный режим. В связи с этим можно полагать, что здесь могут быть встречены крепкие рассолы хлоркальцпевого типа.

В триасовом водоносном комплексе в пределах междуречья Урал — Волга повсеместно развиты бессульфатиые рассолы хлоркальцпевого типа хлорид-пол группы п натриевой подгруппы, за исключением площади Ушкультас, где воды относятся к кальциевой подгруппе. В центральной части междуречья степень метаморфпзации вод увеличивается от 0,61 (район Курпловки) до 0,98 (район Аукетайчагыла). Минерализация вод на глубинах 588—3152 м варьи­рует в пределах от 29S2 до 9918 мг-жв/д. Содержание брома достигает 559 мг/л, а количество йода колеблется от 15,3 до 32,0 мг/л. Разгрузка вод триасовых отложений происходит также к центру впадины, где, но всей вероятности, имеет­ся режим затрудненного водообмена. Данные о триасовом водоносном комплексе но юю-восточной части междуречья отсутствуют.

Юрский водоносный комплекс также характеризуется широким распро­странением крепких рассолом того же типа, лишь в прибортовои зоне встреча­ются смешанные рассолы хлоркальцпевого п хлормагипевого типов, пресные п слабоминерализованные воды преимущественно гпдрокарбонатнонатрпевого типа. Минерализация вод изменяется от 150 до 9500 мг-зке/л.

Степень метаморфизацпи закономерно уменьшается от 0,98—0,91 в север­ной бортовой зоне н юго-восточной части до 0,70 в центре впадииы (Болганмода-Аралсор). Из микрокомпонентов в водах присутствуют бром (!20—462 мг/л), Йод^ (0—23 мг/л).

Разгрузка юрских вод, как н других водоносных комплексов, происходит к югу, в сторону Каспийского моря. Видимо, в приморской части района на­ходится зона наибольшего застойного режима, что весьма благоприятно влияет па образование и сохранение залежей нефти и газа.

Степень гидрогеологической закрытости структур, характеризующаяся отношением общей минерализации воды в миллиграммах на 1 л к глубине залегания водоносного горизонта Ir/Я, по М. А. Гатальскому для месторожде­ния Мартышн изменяется от 340 до 222,4, а по В. А. Кротовой (отношение содержания брома к глубине залегания водоносного горизонта, умножен­ное иа 100) коэффициент закрытости для этой же структуры составляет 7,2—1,9.

Нижнемеловой водоносный: комплекс характеризуется наличием тех же типов подземных вод, что и юрский. Наблюдается лишь небольшое сокращение площадк распространения рассолов хлоркальцпевого типа, развитых в цент­ральной части впадины. Минерализация вод изменяется от 205 (северная бор­товая зона) до 8500 .мг-эко/л (юго-восточная часть).

Коэффициент метаморфп.чации вод в зоне развития рассолов хлоркальцпе­вого типа колеблется в пределах 0,85—0.98. На Мартышах содержание брома достигает 102 мг/л, йода 3,6 \мг/л. Величина степени гидрогеологической за­крытости месторождения Мартышн для пшкнемеловых отложении по В. А. Кро­товой с глубиной изменяется от 20,7 до 13,4, а по М. А. Гатальскому колеблется в пределах 406—280,4.

В верхиеплпоценовых отложениях междуречья, примерно до шпроты Порт-Артура, развиты рассолы п соленые воды хлоркальциевого типа с минерализа­цией, достигающей, в южной части территории 388,4 .чг--экв/л. Содержание брома 47 .«г/л, йода — 3,4 .иг/л¹. К северу и северо-западу от этой зоны раз­виты слабосоленые и пресные воды преимущественно сулыратнонатриевого, реже хлормагниевого типа.

Таким образом, в пределах междуречья надсолевые отложения характери­зуются широким развитием рассолов хлоркальциевого типа,'Лишь к западному и северному бортам впадины они постепенно сменяются слабосоленымн и прес­ными водами преимущественно гидрокарбонатнонатриевого типа. Разгрузка вод происходит в сторопу Каспийского моря. В этом направлении увеличивается минерализация и степень метаморфпзацин, что свидетельствует о наличии здесь застойного режима.

Несмотря на крайнюю недостаточность материала по водам региона, можно сделать вывод, что надсолевые отложения заключают и себе вмсокоминерализо-ванные воды хлоркальцпевого тина хлоридноп группы, натриевой подгруппы с повышенным содержанием отдельных микрокомпонентов {бром, Йод). Они отличаются невысоким содержанием сульфатов и карбонатов. Воды аналогичного состава, как известно, характерны для нефтеносных районов Южной Эмбы.